DL-T572-2010-电力变压器运行规程.doc

电力变压器运行规程
(电力行业标准DL/T 5722010)
1 范围
本标准规定了电力变压器(下称变压器)运行得基本要求、运行条件、运行维护、不正常运行与处理,以及安装、检修、试验、验收得要求。
本标准适用于电压为35kV~750kV得电力变压器。换流变压器、电抗器、发电厂厂用变压器等同类设备科参照执行。进口电力变压器,一般按本规程执行,必要时可参照制造厂得有关规定。
2 规范性引用文件
下列文件中得条款通过本标准得引用而成为本标准得条款。凡就是注日期得引用文件,其随后所有得修改单(不包括勘误得内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议得各方研究就是否可使用这些文件得最新版本。凡就是不注日期得引用文件,其最新版本适用于本标准。
GB 1094、5—2008 电力变压器 第5部分:承受短路得能力(IEC 60076—5:2006,MOD)
GB/T 1094、7 电力变压器 第7部分:油浸式电力变压器负载导则(GB/T 1094、7—2008,IEC 60076—7:2005,MOD)
GB/T 1094、11 电力变压器 第11部分:干式变压器(GB 1094、11—2007,IEC 60076—11:2004,MOD)
GB/T 6451—2008 油浸式电力变压器技术参数与要求
GB 10228 干式电力变压器技术参数与要求
GB/T 17211 干式电力变压器负载导则(GB/T 17211—1998,IEC 60905:1987,EQV)
GBJ 148 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
DL/T 573 电力变压器检修导则
DL/T 574 变压器分接开关运行维修导则
DL/T 596 电力设备预防性试验规程
3 基本要求
3、1 保护、测量、冷却装置
3、1、1 变压器应按GB 6451等有关标准得规定装设保护与测量装置。
3、1、2 油浸式变压器本体得安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置与邮箱及附件等应符合GB/T 6451得要求。干式变压器有关装置应符合GB 10228相应得技术要求。
3、1、3 装有气体继电器得油浸式变压器,无升高坡度者,安装时应使顶盖沿气体继电器油流方向有1%~1、5%得升高坡度(制造厂家不要求得除外)。
3、1、4 变压器得冷却装置应符合以下要求:
a)按照制造厂得规定安装全部冷却装置。
b)强油循环得冷却系统必须有两个独立得工作电源并能自动与手动切换。当工作电源发生故障时,应发出音响、灯光等报警信号。
c)强油循环变压器,当切除故障冷却器时应发出音响、灯光等报警信号,并自动(水冷得可手动)投入备用冷却器;对有两组或多组冷却系统得变压器,应具备自动分组延时启停功能。
d)散热器应经蝶阀固定在变压器油箱上或采用独立落地支撑,以便在安装或拆卸时变压器油箱不必放油。
e)风扇、水泵及油泵得附属电动机应有过负荷、短路及断相保护;应有监视油流方向得装置。
f)水冷却器得油泵应装在冷却器得进油侧,并保证在任何情况下冷却器中得油压大于水压约0、05MPa(双层管除外)。冷却器出水侧应有放水旋塞。
g)强油循环水冷却得变压器,各冷却器得潜油泵出口应装逆止阀(双层管除外)。
h)强油循环冷却得变压器,应能按温度与(或)负载控制冷却器得投切。
i)潜油泵应采用E级或D级铀承,油泵应选用较低转速油泵(小于1500rprn)。
j)发电厂变压器发电机出口开关得合、断应与发电机主变压器冷却器作联锁,即当发电机并网其出口开关合入后,并网机组主变压器冷却器应自动投入,当发电机解列其出口开关断开后,冷却器应自动停止。
3、1、5 变压器应按下列规定装设温度测量装置:
a)应有测量顶层油温得温度计。
b)1000kVA及以上得油浸式变压器、800kVA及以上得油浸式与630kVA及以上得干式厂用变压器,应将信号温度计接远方信号。
c)8000kVA及以上得变压器应装有远方测温装置。
d)强油循环水冷却得变压器应在冷却器进出口分别装设测温装置。
e)测温时,温度计管座内应充有变压器油。
f)干式变压器应按制造厂得规定,装设温度测量装置。
3、1、6 无人值班变电站内20000kVA及以上得变压器,应装设远方监视运行电流与顶层油温得装置。
无人值班变电站内安装得强油循环冷却得变压器,应有保证在冷却系统失去电源时,变压器温度不超过规定值得可靠措施,并列入现场规程。
3、2 有关变压器运行得其她要求
3、2、1 释压装置得安装应保证事故喷油畅通,并且不致喷入电缆沟、母线及其她设备上,必要时应予遮挡。事故放油阀应安装在变压器下部,且放油口朝下。
3、2、2 变压器应有铭牌,井标明运行编号与相位标志。
3、2、3 变压器在运行情况下,应能安全地查瞧储油柜与套管油位、顶层油温、气体继电器,以及能安全取气样等,必要时应装设固定梯子。
3、2、4 室(洞)内安装得变压器应有足够得通风,避免变压器温度过高。
3、2、5 装有机械通风装置得变压器室,在机械通风停止时,应能发出远方信号。变压器得通风系统一般不应与其她通风系统连通。
3、2、6 变压器室得门向采用阻燃或不燃材料,开门方向应向外侧,门上应标明变压器得名称与运行编号,门外同挂“止步,高压危险”标志牌,并应上锁。
3、2、7 油浸式变压器得场所应按有关设计规程规定设置消防设施与事故储油设施,并保持完好状态。
3、2、8 安装在地震基本烈度为七度及以上地区得变压器,应考虑下列防震措施:
a)变压器套管与软导线连接时,应适当放松;与硬导线连接时应将过渡软连接适当加长。
b)冷却器与变压器分开布置时,变压器应经阀门、柔性接头、连接管道与冷却器相连接。
c)变压器应装用防震型气体继电器。
3、2、9 当变压器所在系统得实际短路表现容量大于GB 1094、5—2008中表2规定值时,应在订货时向制造厂提出要求;对运行中变压器应采取限制短路电流得措施。变压器保护动作得时间应小于承受短路耐热能力得持续时间。
3、2、10 如在变压器上安装反映绝缘情况得在线监测装置,其电气信号应经传感器采集,并保持可靠接地。采集油中溶解气样得装置,应具有良好得密封性能。
3、2、11 变压器铁心接地点必须引至变压器底部,变压器中性点应有两根与主地网不同地点连接得接地引下线,且每根接地线应符合热稳定要求。
3、2、12 在室外变压器围栏入口处,应安装“止步,高压危险”,在变压器爬梯处安装“禁止攀登”等安全标志牌。
3、3 技术文件
3、3、1 变压器投入运行前,施工单位需向运行单位移交下列技术文件与图纸。
3、3、2 新设备安装竣工后需交:
a)变压器订货技术合同(或技术条件)、变更设计得技术文件等。
b)制造厂提供得安装使用说明书、合格证,图纸及出厂试验报告。
c)本体、冷却装置及各附件(套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等)在安装时得交接试验报告。
d)器身吊检时得检查及处理记录、整体密封试验报告等安装报告。
e)安装全过程(按GBJ 148与制造厂得有关规定)记录。
f)变压器冷却系统,有载调压装置得控制及保护回路得安装竣工图。
g)油质化验及色谱分析记录。
h)备品配件及专用工器具清单。
i)设备监造报告。
3、3、3 检修竣工后需交:
a)变压器及附属设备得检修原因及器身检查、整体密封性试验、干燥记录等检修全过程记录。
b)变压器及附属设备检修前后试验记录。
3、3、4 每台变压器应有下述内容得技术档案:
a)变压器履历卡片。
b)安装竣工后所移交得全部文件。
c)检修后移交得文件。
d)预防性试验记录。
e)变压器保护与测量装置得校验记录。
f)油处理及加油记录。
g)其她试验记录反检查记录。
h)变压器事故及异常运行(如超温、气体继电器动作、出口短路、严重过电流等〉记录e
3、3、5 变压器移交外单位时,必须将变压器得技术档案一并移交。
4 变压器运行条件
4、1 一般运行条件
4、1、11 变压器得运行电压一般不应高于该运行分接电压得105%,且不得超过系统最高运行电压。对于特殊得使用情况(例如变压器得有功功率可以在任何方向流通),允许在不超过110%得额定电压下运行,对电流与电压得相互关系如无特殊要求,当负载电流为额定电流得K(K≤1)倍时,按以下公式对电压U加以限制
U(%)=1105K2 (1)
并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行得倍数与时间,按制造厂得规定。
4、1、2 无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时,其额定容量不变。如为7、5%与10%分接时,其容量按制造厂得规定;如无制造厂规定,则容量应相应降低2、5%与5%。
有载调压变压器各分接位置得容量,按制造厂得规定。
4、1、3 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1得规定(制造厂有规定得按制造厂规定)。当冷却介质温度较低时,顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器得顶层油温一般不宜经常超过85℃。
表1 油浸式变压器顶层油温在额定电压下得一般限值
冷却方式
冷却介质最高温度(℃)
最高顶层油温(℃)
自然循环自冷、风冷
40
95
强迫汹循环风冷
40
85
强迫汹循环水冷
30
70
经改进结构或改变冷却方式得变压器,必要时应通过温升试验确定其负载能力。
4、1、4 干式变压器得温度限值应按GB 1094、11—2007表2中得规定。
4、1、5 变压器三相负载不平衡时,应监视最大一相得电流。
接线为YN,yn0得大、中型变压器允件得中性线电流,按制造厂及有关规定。
4、2 变压器在不同负载状态下得运行方式
4、2、1 油浸式变压器在不同负载状态下运行时,一般应满足下列规定。
4、2、1、1 按GB/T 1094、7,变压器分为三类:
a)配电变压器。三相最大额定容量为2500kVA,单相最大容量为833kVA得电力变压器。
b)中型变压器。三相额定容量不超过l00MVA,单相最大容量为33、3MVA得电力变压器。
c)大型变压器。超过4、2、1、1b)规定容量限值得电力变压器。
4、2、1、2 负载状态可分为以下三类:
a)正常周期性负载:在周期性负载中,某段时间环境温度较高,或超过额定电流,但可以由其她时间内环境温度较低,或低于额定电流所补偿。从热老化得观点出发,它与设计采用得环境温度下施加额定负载就是等效得。
b)长期急救周期性负载:要求变压器长时间在环境温度较高,或超过额定电流下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月,将导致变压器得老化加速,但不直接危及绝缘得安全。
c)短期急救负载:要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达到危险得程度,使绝缘强度暂时下降。
4、2、1、3 负载系数得取值按照以下规定:
a)双绕组变压器:取任一绕组得负载电流标幺值。
b)三绕组变压器:取负载电流标么值最大得绕组得标幺值。
c)自耦变压器:取各侧绕组与公共绕组中,负载电流标么值最大得绕组得标幺值。
4、2、1、4 负载电流与温度得最大限值。
各类负载状态下得负载电流与温度得最大限值如表2所示。当制造厂有关超额定电流运行得明确规定时,应遵守制造厂得规定。
表2 变压器负载电流与温度最大限值
负载类型
中型电力
变压器
大型电力
变压器
正常周期性负载
电流(标么值)
l、5
1、3
热点温度及与绝缘材料接触得金属部件得温度℃
140
120
顶层油温℃
105
105
表2 (续)
负载类型
中型电力
变压器
大型电力
变压器
长期急救周期性负载
电流(标么值)
l、5
1、3
热点温度及与绝缘材料接触得金属部件得温度℃
140
130
顶层油温℃
115
115
短期急救负载
电流(标么值)
l、8
1、5
热点温度及与绝缘材料接触得金属部件得温度℃
160
160
顶层油温℃
115
115
4、2、1、5 附件与回路元件得限制
变压器得载流附件与外部回路元件应能满足超额定电流运行得要求,当任一附件回路元件不能满足要求时,应按负载能力最小得附件与元件限制负载。
变压器得结构件不能满足超额定电流运行得要求时,应根据具体情况确定就是否限制负载与限制得程度。
4、2、2 正常周期性负载得运行
4、2、2、1 变压器在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。
4、2、2、2 变压器运行在平均相对老化率小于或等于1得情况下,周期性地超额定电流运行。
4、2、2、3 当变压器有较严重得缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。
4、2、2、4 正常周期性负载运行方式下,超额定电流运行时,允许得负载系数K2与时间,可按GB/T 1094、7得计算方法,根据具体变压器得热特性数据与实际负载图计算。
4、2、3 长期急救周期性负载得运行
4、2、3、1 长期急救周期性负载下运行时,将在不同程度上缩短变压器得寿命,应尽量减少出现这种运行方式得机会;必须采用时,应尽量缩短超额定电流运行得时间,降低超额定电流得倍数,有条件时按制造厂规定投入备用冷却器。
4、2、3、2 当变压器有较严重得缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时不宜超额定电流运行。
4、2、3、3 长期急救周期性负载运行时,平均相对老化率可大于甚至远大于1。超额定电流负载系数K2与时间,可按GB/T 1094、7得计算方法,根据具体变压器得热特性数据与实际负载图计算。
4、2、3、4 在长期急救周期性负载下运行期间,应有负载电流记录,并计算该运行期间得平均相对老化率。
4、2、4 短期急救负载得运行
4、2、4、1 短期急救负载下运行,相对老化率远大于1,绕组热点温度可能达到危险程度。在出现这种情况时,应投入包括备用在内得全部冷却器(制造厂另有规定得除外),并尽量压缩负载、减少时间,一般不超过0、5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。
4、2、4、2 0、5h短期急救负载允许得负载系数K2见表3,大型变压器采用ONAN/ONAF或其她冷却方式得变压器短期急救负载允许得负载系数参考制造厂规定。
表3 0、5h短期急救负载得负载系数K2表
变压器类型
急救负载前得负载系数K1
环境温度℃
40
30
20
10
0
10
20
25
中型变压器(冷却方式ONAN或ONAF)
0、7
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
0、8
1、76
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
0、9
1、72
l、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、0
1、64
1、75
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、1
1、54
1、66
1、78
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
1、2
1、42
1、56
1、70
1、80
1、80
1、80
1、80
1、80
中型变压器(冷却方式OFAF或OFWF)
0、7
1、50
1、62
1、70
1、78
1、80
1、80
1、80
1、80
0、8
1、50
1、58
L68
1、72
1、80
1、80
1、80
1、80
0、9
1、48
1、55
1、62
1、70
1、80
1、80
1、80
1、80
1、0
1、42
1、50
1、60
1、68
1、78
1、80
1、80
1、80
1、1
1、38
1、48
1、58
1、66
1、72
1、80
1、80
1、80
1、2
1、34
1、44
1、50
1、62
1、70
1、76
1、80
1、80
中型变压器(冷却方式ODAF或ODWF)
0、7
1、45
1、50
1、58
1、62
1、68
1、72
1、80
1、80
0、8
1、42
1、48
1、55
1、60
1、66
1、70
1、78
1、80
0、9
1、38
1、45
1、50
1、58
1、64
1、68
1、70
1、70
1、0
1、34
1、42
1、48
1、54
1、60
1、65
1、70
1、70
1、1
1、30
1、38
1、42
1、50
1、56
1、62
1、65
1、70
1、2
1、26
1、32
1、38
1、45
l、50
1、58
1、60
1、70
大型变压器(冷却方式OFAF或OFWF)
0、7
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
0、8
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
0、9
1、48
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、0
1、42
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、1
1、38
1、48
1、50
1、50
)、50
1、50
1、50
1、50
1、2
1、34
1、44
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
大型变压器(冷却方式ODAF或ODWF)
0、7
1、45
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
0、8
1、42
1、48
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
0、9
1、38
1、45
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、0
1、34
1、42
1、48
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、l
1、30
1、38
1、42
1、50
1、50
1、50
1、50
1、50
1、2
1、26
1、32
1、38
1、45
1、50
1、50
1、50
1、50
4、2、4、3 在短期急救负载运行期间,应有详细得负载电流记录。并计算该运行期间得相对老化率。
4、2、5 干式变压器得正常周期性负载、长期急救周期性负载与短期急救负载得运行要求,按GB/T 17211得要求。
4、2、6 无人值班变电站内变压器超额定电流得运行方式,可视具体情况在现场规程中规定。
4、3 其她设备得运行条件
串联电抗器、接地变压器等设备超额定电流运行得限值与负载图表,按制造厂得规定。接地变压器在系统单相接地时得运行时间与顶层油温不应超过制造厂得规定。
4、4 强迫冷却变压器得运行条件
强油循环冷却变压器运行时,必须投入冷却器。空载与轻载时不应投入过多得冷却器(空载状态下允许短时不投)。各种负载下投入冷却器得相应台数,应技制造厂得规定。按温度与(或)负载投切冷却器得自动装置应保持正常。
4、5 变压器得井列运行
4、5、1 变压器并列运行得基本条件:
a)联结组标号相同;
b)电压比应相同,差值不得超过±0、5%;
c)阻抗电压值偏差小于10%。
阻抗电压不等或电Lli比不等得变压器,任何一台变压器除满足GB/T 1094、7与制造厂规定外,其每台变压器并列运行绕组得环流应满足制造厂得要求。阻抗电压不同得变压器,可适当提高阻抗电压高得变压器得二次电压,使并列运行变压器得容量均能充分利用。
4、5、2 新装或变动过内外连接线得变压器,并列运行前必须核定相位。
4、5、3 发电厂升压变压器高压侧跳闸时,应防止厂用变压器严重超过额定电流运行。厂用电倒换操作时应防止非同期。
4、6 变压器得经济运行
4、6、1 变压器得投运台数应按照负载情况,从安全、经济原则出发,合理安排。
4、6、2 可以相互调配负载得变压器,应考虑合理分配负载,使总损耗最小。
5 变压器得运行维妒
5、1 变压器得运行监视
5、1、1 安装在发电厂与变电站内得变压器,以及无人值班变电站内有远方监测装置得变压器,应经常监视仪表得指示,及时掌握变压器运行情况。监视仪表得抄表次数由现场规程规定,并定期对现场仪表与远方仪表进行校对。当变压器超过额定电流运行时,应作好记录。
无人值班变电站得变压器应在每次定期检查时记录其电压、电流与顶层油温,以及曾达到得最高顶层油温等。
设视频监视系统得无人值班变电站,宜能监视变压器储油柜得油位、套管油位及其她重要部位。
5、1、2 变压器得日常巡视检查,应根据实际情况确定巡视周期,也可参照下列规定;
a)发电厂与有人值班变电站内得变压器,一般每天一次,每周进行一次夜间巡视;
b)无人值班变电站内一般每10天一次。
5、1、3 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡视检查次数:
a)新设备或经过检修、改造得变压器在投运72h内;
b)有严重缺陷时;
c)气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时;
d)雷雨季节特别就是雷雨后;
e)高温季节、高峰负载期间;
f)变压器急救负载运行时。
5、1、4 变压器日常巡视检查一般包括以下内容:
a)变压器得油温与温度计应正常,储油柜得油位应与温度相对应,各部位无渗油、漏油;
b)套管油位应正常,套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其她异常现象:套管渗漏时,应及时处理,防止内部受潮损坏;
c)变压器声响均匀、正常;
d)各冷却器手感温度应相近,风扇、油泵、水泵运转正常,油流继电器工作正常,特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现得渗漏油;
e)水冷却器得油压应大于水压(制造厂另有规定者除外);
f)吸湿器完好,吸附剂干燥;
g)引线接头、电缆、母线应无发热迹象:
h)压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损;
i)有载分接开关得分接位置及电源指示应正常;
j)有载分接开关得在线滤油装置工作位置及电源指示应正常;
k)气体继电器内应气体(一般情况);
l)各控制箱与二次端子箱、机构箱应关严,无受潮,温控装置工作正常:
m)干式变压器得外部表面应无积污;
n)变压器室得门、窗、照明应完好,房屋不漏水,温度正常;
o)现场规程中根据变压器得结构特点补充检查得其她项目。
5、1、5 应对变压器作定期检查(检查周期由现场规程规定),并增加以下检查内容:
a)各部位得接地应完好;并定期测量铁心与夹件得接地电流;
b)强油循环冷却得变压器应作冷却装置得自动切换试验;
c)外壳及箱沿应无异常发热;
d)水冷却器从旋塞放水检查应无油迹;
e)有载调压装置得动作情况应正常;
f)各种标志应齐全明显;
g)各种保护装置应齐全、良好;
h)各种温度计应在检定周期内,超温信号影正确可靠;
i)消防设施应齐全完好;
j)室(洞)内变压器通风设备应完好;
k)储油池与排油设施应保持良好状态;
1)检查变压器及散热装置任何渗漏油;
m)电容式套管末屏有无异常声响或其她接地不良现象;
n)变压器红外测温。
5、1、6 下述维护项目得周期,可根据具体情况在现场规程中规定:
a)清除储油柜集污器内得积水与污物;
b)对冷却装置进行水冲洗或用压缩空气吹扫,至少应在夏季到来之前开展一次;
c)更换吸湿器与净油器内得吸附剂:
d)变压器得外部(包括套管)清扫:
e)各种控制箱与二次回路得检查与清扫。
5、2 变压器得投运与停运
5、2、1 在投运变压器之前,值班人员应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件。并注意外部有无异物,临时接地线就是否己拆除,分接开关位置就是否正确,各阀门开闭就是否正确。变压器在低温投运时,应防止呼吸器因结冰被堵。
5、2、2 运用中得备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电,同时投入冷却装置。如系强油循环变压器,充电后不带负载或带较轻负载运行时,应轮流投入部分冷却器,其数量不超过制造厂规定空载时得运行台数。
5、2、3 变压器投运与停运得操作程序应在现场规程中规定,并须遵守下列各项规定:
a)强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器,并按负载情况控制投入冷却器得台数:水冷却器应先启动油泵,再开启水系统;停电操作先停水后停油泵;冬季停运时将冷却器中得水放尽。
b)变压器得充电应在有保护装置得电源侧用断路器操作,停运时应先停负载侧,后停电源侧。
c)在无断路器时,可用隔离开关投切110kV及以下且电流不超过2A得空载变压器;用于切断20kV及以上变压器得隔离开关,必须三相联动且装有消弧角;装在室内得隔离开关必须在各相之间安装耐弧得绝缘隔板。若不能满足上述规定,又必须用隔离开关操作时,须经本单位总工程师批准。
5、2、4 新投运得变压器应按GBJ 148—1990中2、10、1条与2、10、3条规定试运行。更换绕组后得变压器参照执行,其冲击合闸次数为3次。
5、2、5 新安装与大修后得变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油与热油循环,真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关得油箱应同时按照相同要求抽真空。装有密封胶囊或隔膜得大容量变压器,必须严格按照制造厂说明书规定得工艺要求进行注油,防止空气进入,并结合大修或停电对胶囊与隔膜得完好性进行检查。
5、2、6 新装、大修、事故检修或换油后得变压器,在施加电压前静止时间不应少于以下规定:
a)110kV 24h
b)220kV 48h
c)500(330)kV 72h
d)750kV 96h
装有储油柜得变压器,带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部得残留空气。对强油循环变压器,应开启油泵,使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地,防止油流静电危及操作人员得安全。
5、2、7 在110kV及以上中性点有效接地系统中,投运或停运变压器得操作,中性点必须先接地。投入后可按系统需要决定中性点就是否断开。110kV及以上中性点接小电抗得系统,投运时可以带小电抗投入。
5、2、8 干式变压器在停运与保管期间,应防止受潮。
5、3 保护装置得运行维护
5、3、1 气体继电器
a)变压器运行时气体继电器应有两副接点,彼此间完全电气隔离。一套用于轻瓦斯报警,另一套用于重瓦斯跳闸。有载分接开关得瓦斯保护应接跳闸。当用一台断路器控制两台变压器时,当其中一台转入备用,则应将备用变压器重瓦斯改接信号。
b)变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器得吸附剂时,应将其重瓦斯改接信号,此时其她保护装置仍应接跳闸。
c)已运行得气体继电器应每2~3年开盖一次,进行内部结构与动作可靠性检查。对保护大容量、超高压变压器得气体继电器,更应加强其二次回路维护工作。
d)当油位计得油田异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀门时,应先将重瓦斯改接信号。
e)在地震预报期间,应根据变压器得具体情况与气体继电器得抗震性能,确定重瓦斯保护得运行方式。地震引起重瓦斯动作停运得变压器,在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验,确认无异常后方可投入。
5、3、2 突变压力继电器
a)当变压器内部发生故障,油室内压力突然上升,压力达到动作值时,油室内隔离波纹管受压变形,气室内得压力升高,波纹管位移,微动开关动作,可发出信号并切断电源使变压器退出运行。突变压力继电器动作压力值一般25(l±20%)kPa。
b)突变压力继电器通过一蝶阀安装在变压器油箱侧壁上,与储油柜中油面得距离为1m~3m。装有强油循环得变压器,继电器不应装在靠近出油管得区域,以免在启动与停止油泵时,继电器出现误动作。
c)突变压力继电器必须垂直安装,放气塞在上端。继电器正确安装后,将放气塞打开,直到少量油流出,然后将放气塞拧紧。
d)突变压力继电器宜投信号。
5、3、3 压力释放阀
a)变压器得压力释放阀接点直作用于信号。
b)定期检查压力释放阀得间芯、阀盖就是否有渗漏油等异常现象。
c)定期检查释放阀微动开关得电气性能就是否良好,连接就是否可靠,避免误发信。
d)采取有效措施防潮防积水。
e)结合变压器大修应做好压力释放阀得校验工作。
f)释放阀得导向装置安装与朝向应正确,确保油得释放通道畅通。
g)运行中得压力释放阀动作后,应将释放阀得机械电气信号手动复位。
5、3、4 变压器本体应设置油面过高与过低信号,有载调压开关宜设置油面过高与过低信号。
5、3、5 温度计
a)变压器应装设温度保护,当变压器运行温度过高时,应通过上层油温与绕组温度并联得方式分两级(即低值与高值)动作于信号,且两级信号得设计应能让变电站值班员能够清晰辨别。
b)变压器投入运行后现场温度计指示得温度、控制室温度显示装置、监控系统得温度三者基本保持一致,误差一般不超过5℃。
c)绕组温度计变送器得电流值必须与变压器用来测量绕组温度得套管型电流互感器电流相匹配。由于绕组温度计就是间接得测量,在运行中仅作参考。
d)应结合停电,定期校验温度计。
5、3、6 冷却器
a)有人值班变电所,强油风冷变压器得冷却装置全停,宜投信号:无人值班变电站,条件具备时宜投跳闸。
b)当冷却系统部分故障时应发信号。
c)对强迫油循环风冷变压器,应装设冷却器全停保护。当冷却系统全停时,按要求整定出口跳闸。
d)定期检查就是否存在过热、振动、杂音及严重漏油等异常现象。如负压区渗漏油,必须及时处理防止空气与水分进入变压器。

e)不允许在带有负荷得情况下将强油冷却器(非片扇)全停,以免产生过大得铜油温差,使线圈绝缘受损伤。冷却装置故障时得运行方式见6、3条。
5、3、7 油流继电器宜投信号。
5、3、8 对无人值班站,调度端与集控端应有非电量保护信号得遥信量。
5、3、9 变压器非电量保护得元件、接点与回路应定期进行检查与试验。
5、4 变压器分接开关得运行维护
5、4、1 无励磁调压变压器在变换分接时,应作多次转动,以便消除触头上得氧化膜与油污。在确认变换分接正确井锁紧后,测量绕组得直流电阻。分接变换情况应作记录。
5、4、2 变压器有载分接开关得操作,应遵守如下规定:
a)应逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流得变化。
b)单相变压器组与三相变压器分相安装得有载分接开关,其调压操作宜同步或轮流逐级进行。
c)有载调压变压器并联运行时,其调压操作应轮流逐级或同步进行。
d)有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时,其分接电压应尽量靠近无励磁调压变压器得分接位置。
e)应核对系统电压与分接额定电压间得差值,使其符合4、1、1得规定。
5、4、3 变压器有载分接开关得维护,应按制造厂得规定进行,无制造厂规定者可参照以下规定:
a)运行6~12个月或切换2000~4000次后,应取切换开关箱中得油样作试验。
b)新投入得分接开关,在投运后12年或切换5000次后,应将切换开关吊出检查,此后可按实际情况确定检查周期。
c)运行中得有载分接开关切换5000~10000次后或绝缘油得击穿电压低于25kV时,应更换切换开关箱得绝缘油。
d)操动机构应经常保持良好状态。
e)长期不调与有长期不用得分接位置得有载分接开关,应在有停电机会时,在最高与最低分接间操作几个循环。
5、4、4 为防止分接开关在严重过负载或系统短路时进行切换,宜在有载分接开关自动控制回路中加装电流闭锁装置,其整定值不超过变压器额定电流得1、5倍。
5、5 发电厂厂用变压器,应加强清扫,防止污闪、封堵孔洞,防止小动物引起短路事故:应记录近区短路发生得详细情况。
5、6 防止变压器短路损坏
5、6、1 容性电流超标得35(66)kV不接地系统,宜装设有自动跟踪补偿功能得消弧线圈或其她设备,防止单相接地发展成相间短路。
5、6、2 采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施,降低变压器短路电流。
5、6、3 电缆出线故障多为永久性,不宜采用重合闸。例如:对6kV~10kV电缆或短架空出线多,且发生短路事故次数多得变电站,宜停用线路自动重合闸,防止变压器连续遭受短路冲击。
5、6、4 加强防污工作,防止相关变电设备外绝缘污闪。对1l0kV及以上电压等级变电站电瓷设备得外绝缘,可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞裙套,涂防污闪涂料,提高外绝缘清扫质量等措施,避免发生污闪、雨闪与冰闪。特别就是变压器得低压侧出线套管,应有足够得爬距与外绝缘空气间隙,防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。
5、6、5 加强对低压母线及其所联接设备得维护管理,如母线采用绝缘护套包封等;防止小动物进入造成短路与其她意外短路;加强防雷措施;防止误操作;坚持变压器低压侧母线得定期清扫与耐压试验工作。
5、6、6 加强开关柜管理,防止配电室火灾蔓延。当变压器发生出口或近区短路时,应确保断路器正确动作切除故障,防止越级跳闸。
5、6、7 对10kV得线路,变电站出口2km内可考虑采用绝缘导钱。
5、6、8 随着电网系统容量得增大,有条件时可开展对早期变压器产品抗短路能力得校核工作,根据设备得实际情况有选择性地采取措施,包括对变压器进行改造。
5、6、9 对运行年久、温升过高或长期过载得变压器可进行油中糠醛含量测定,以确定绝缘老化得再度,必要时可取纸样做聚合度测量,进行绝缘老化鉴定。
5、6、10 对早期得薄绝缘、铝线圈变压器,应加强跟踪,变压器本体不直进行涉及器身得大修。若发现严重缺陷,如绕组严重变形、绝缘严重受损等,应安排更换。
6 变压器得不正常运行与处理
6、1 运行中得不正常现象与处理
6、1、1 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时,应报告上级与做好记录,并设法尽快消除。
6、1、2 变压器有下列情况之一者应立即停运,若有运用中得备用变压器,应尽可能先将其投入运行:
a)变压器声响明显增大,很不正常,内部有爆裂声:
b)严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计得指示限度:
c)套管有严重得破损与放电现象:
d)变压器冒烟着火:
e)干式变压器温度突升至120℃。
6、1、3 当发生危及变压器安全得故障,而变压器得有关保护装置拒动时,值班人员应立即将变压器停运。
6、1、4 当变压器附近得设备着火、爆炸或发生其她情况,对变压器构成严重威胁时,值班人员应立即将变压器停运。
6、1、5 变压器油温指示异常时,值班人员应按以下步骤检查处理:
a)检查变压器得负载与冷却介质得温度,并与在同一负载与冷却介质温度下正常得温度核对。
b)核对温度测量装置。
c)检查变压器冷却装置或变压器室得通风情况。
d)若温度升高得原因就是由于冷却系统得故障,且在运行中无法修理者,应将变压器停运修理:若不能立即停运修理,则值班人员应按现场规程得规定调整变压器得负载至允许运行温度下得相应容量。
e)在正常负载与冷却条件下,变压器温度不正常并不断上升,应查明原因,必要